Лекция №13. Методы разработки морских месторождений. Системы расположения скважин. Режимы работы пластов.

 

Разработка морских месторождений требует применения стратегии, отличной от разработки наземных месторождений. Основное отличие заключается в числе скважин и их моделях.

На суше мож­но использовать простую сетчатую модель, в то время как в мор­ских условиях скважины приходится бурить с нескольких «зак­репленных» мест (платформы, подводные опорные плиты). Таким образом, определение мест дренирования имеет более важное зна­чение в море по сравнению с сушей. Но нефтяные компании уже разработали технологию направленного бурения для достижения максимального охвата с каждой скважины. Статойл, например, пробурил за последнее время 7-километровую скважину, расходя­щуюся на 5 км вокруг платформы Статфьорд вглубь пласта, рас­положенного под морским дном на глубине 3 500 м. Помимо это­го, все большее значение приобретает применение горизонтальных скважин для более тонких пластов. Нефтяная зона пласта Тролль будет разрабатываться при помощи горизонтальных скважин, про­буренных с подводных опорных плит.

При морских разработках на платформах должны быть размещены скважины, оборудование для добычи, вспомогательные системы и жилые помещения для персонала. Во многих случаях, подводные скважины могут использоваться в качестве альтернативы или как дополнение к платформенным скважинам. Следует также учиты­вать наличие многофазного потока, даже, если перерабатываю­щий центр (платформа или терминал) расположены на достаточно большом расстоянии.

По мере увеличения веса верхних строений, будет значительно увеличиваться и стоимость опорных блоков платформы. Поэтому важно уменьшить объем расположенного на ней оборудования. Это имеет существенное значение на всех фазах разработки про­екта. Любое увеличение количества перерабатывающего оборудо­вания на платформе также приведет к увеличению персонала, количества инструментов и ремонта оборудования. Далее должна быть составлена схема разработки месторождения, основанная на модели дренирования и определении требуемого типа продукции.

На фазе оценки возможности осуществления проек­та рассматривают различные сценарии разработки, а оптимальная схема разработки месторождения получает детальное завершение на фазе формулирования концепции проекта.

 

Рис.31- Морская платформа в разрезе (OLF-1990)

Типичные сценарии технических схем разработки месторожде­ния включают:

1. устьевые платформы, + обрабатывающие платформы + жилые платформы;

2. интегрированные эксплуатационные платформы;

3. плавучие эксплуатационные системы;

4. подводные эксплуатационные системы.

Кроме этого, должна быть рассмотрена система транспортировки, включающая:

- газоконденсатные экспортные трубопроводы;

- экспортные нефтепроводы;

- систему хранения нефти в сочетании с ее морской погрузкой.

 

Благодаря компактному характеру морской установки потребуют­ся значительные дополнительные затраты для обеспечения более высоких стандартов к безопасности и созданию условий для пер­сонала (жилые помещения, спасательные шлюпки, и т. д.) Верто­летная эвакуация должна быть наготове для работающего на плат­форме персонала.

На рис. 31 показана типичная морская платформа в разрезе. На рис. 32 показаны в разрезе эксплуатационные установки, расположенные на современном судне устройства для добычи, применяющиеся в Северном море.

До внедрения вторичных и третичных методов увеличения нефте-отдачи добыча нефти осуществлялась за счет проявления естествен­ной энергии пласта и насыщающих его флюидов.

Рис. 32 Современные судовые эксплуатационные установки для добычи в Северном море (судно «Норне» Статойла)

Естественный (или как его еще называют, первичный) режим притока жидко­стей и газа к скважине может осуществляться посредством:

— действия сил упругости (так называемый упругий и упруго-водо­напорный режимы фильтрации);

— выделения и расширения, первоначально растворенного в нефти газа (режим растворенного газа);

— расширения газа в газонасыщенной части пласта (режим газовой шапки);

— действия сил тяжести (гравитационный режим);

— переуплотнения пород-коллекторов при частичной потере проч­ности скелетом породы под воздействием чрезмерно возросших эффективных напряжений на породу-коллектор.

Упругий режим проявляется наиболее полно на начальной стадии эк­сплуатации месторождения. При упругом режиме фильтрации движе­ние нефти из пласта к скважине обусловлено сжимаемостью нефти и воды, насыщающих продуктивный пласт, приводящей к увеличе­нию их объема при снижении пластового давления, и упругой де­формацией породы, снижающей объем перового пространства. При проявлении чисто упругого режима нефтеотдача пласта обычно не превышает 1—2%.

Наличие большой по протяженности водонасыщенной зоны вок­руг нефтяного пласта способствует переходу упругого режима в режим упруго-водонапорный, при котором используются упругие свойства законтурной воды (т.е. воды, находящейся за внешним контуром нефтеносности) и водоносного пласта. Этот режим в свою очередь может переходить в жестко-водонапорный режим, при котором объем отбираемой из скважин продукции (нефти, воды и газа) компенсируется притоком воды из законтурной зоны пласта. Пластовое давление в залежи при этом поддерживается на постоянном уровне, обеспечивая тем самым эффективную добычу нефти. Упруго- и жестко-водонапорный режимы фильтрации по­зволяют отобрать от 35 до 75% нефти, первоначально содержа­щейся в пласте.

При падении пластового давления ниже давления насыщения на­чинается процесс выделения из нефти газа, первоначально ра­створенного в ней. При дальнейшем снижении давления пузырьки газа расширяются и вытесняют нефть из порового пространства. Этот процесс получил название режима растворенного газа в свя­зи с тем, что в большой степени именно первоначально раство­ренный в нефти газ обеспечивает движение нефти к скважинам и ее добычу. Режим растворенного газа имеет более длительный эф­фект в стратифицированных пластах или в пластах с низкой про­ницаемостью в вертикальном направлении, предотвращающей от­носительно быструю сегрегацию газа, вызванную различием в плот­ностях нефти и газа. В некоторых случаях «всплывание» газа может приводить к образованию так называемой вторичной газовой шап­ки. Как правило, режим растворенного газа является одним из наименее эффективных режимов фильтрации и позволяет добыть от 5 до 25% находящейся в пласте нефти.

При наличии в залежи газовой шапки (т.е. скопления газа над нефтенасыщенной частью пласта) добыча нефти осуществляется в основном за счет режима газовой шапки или газонапорного режи­ма. Высокая сжимаемость газа и значительный объем газонасы­щенной части пласта обеспечивают продолжительную и эффек­тивную добычу: до 40% находящейся в пласте нефти может быть добыто при проявлении газонапорного режима.

В нефтеносных залежах большой мощности и крутопадающих не­фтяных пластах значительная часть запасов нефти может быть ото­брана за счет проявления гравитационных сил. В отдельных случаях гравитационный режим фильтрации позволяет достичь чрезвычайно высоких технологических показателей добычи.

Процесс переуплотнения пород-коллекторов может возникнуть при добыче нефти или газа на режиме истощения в случаях, когда эффективные напряжения на породу (т.е. разница между горным давлением и противодействующим ему пластовым давлением) ста­новятся значительными (и могут даже превысить предел прочности породы) и приводят к ее переуплотнению или даже частичному разрушению. Это, в свою очередь, может иметь следствием посте­пенное или внезапное сокращение перового объема пласта или залежи. В первом случае подобное сокращение перового простран­ства может сопровождаться оседанием поверхности Земли (место­рождение Уилмингтон в Калифорнии, участок М-6 в Венесуэле). В случае разработки месторождений шельфа проседание дна при­водит к увеличению глубины моря, особенно ощутимой в эпи­центре месторождения, и, как следствие, к погружению морской платформы (месторождение Экофиск на норвежском континен­тальном шельфе). При резком сокращении порового пространства разработка залежи может сопровождаться подземными толчками небольшой силы, напоминающими слабые землетрясения. Значи­тельные землетрясения могут возникать при нарушении геодина­мической обстановки в районе месторождения, вызванном его раз­работкой (Ромашкинское месторождение в Татарии, Старогроз­ненское — в районе г. Баку, небольшие месторождения в районе Ферганской долины в Средней Азии). К наиболее крупным земле­трясениям, инициированным разработкой месторождения, специ­алисты относят землетрясение 1974 г., имевшее место в районе газового месторождения Газли в Узбекистане.

Как правило, разработка месторождений природных углеводородов происходит при одновременном проявлении нескольких режимов фильтрации. При этом для правильного описания процесса добычи и оценки конечных показателей разработки важно выделить один или несколько основных режимов фильтрации.

Рис. 33- Динамика пластового давления (р) и газового фактора (ГФ) при различных режимах фильтрации.

На рис.33показа­но, как изменяется пластовое давление и газовый фактор (ГФ) при проявлении того или иного режима фильтрации.

С целью достижения более высоких показателей разработки (боль­шая экономическая эффективность, большая нефтеотдача, менее продолжительная эксплуатация и т.п.) используются вторичные и третичныеметоды добычи нефти, или, как их еще называют, методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Как правило, МУН осно­вываются на закачке в пласт рабочих агентов, в качестве которых могут служить вода с добавками различных активных веществ, как, например, загустители воды (полимеры), поверхностно-ак­тивные вещества (ПАВ), а также воздух, углеводородные раство­рители, пластовый газ и другие агенты. Различие между вторич­ными и третичными методами заключается во времени их исполь­зования: вторичные методы начинают применять с самого начала разработки или по прошествии короткого промежутка времени, в то время как третичные методы обычно начинают использовать, когда значительная часть запасов нефти уже добыта.

Использование вторичных и третичных методов добычи преследу­ет достижение следующих целей :

§ поддержания пластового давления. При закачке в пласт доста­точных объемов воды или газа пластовое давление может под­держиваться на уровне, необходимом для достижения высоких показателей разработки (например, на уровне, несколько пре­вышающем давление насыщения нефти газом);

§ более высокой степени вытеснения нефти. Некоторые из аген­тов, подаваемых в пласт (растворители, ПАВ и др.), приводят к уменьшению остаточной нефтенасыщенности и способствуют тем самым повышению степени вытеснения нефти;

§ увеличения степени охвата пласта процессом вытеснения нефти. Такие технологии, как, например, закачка полимерного ра­створа, попеременная закачка воды и газа, закачка пен, подача в пласт тепла (закачка горячей воды или пара) или же внутрипластовая генерация тепла (внутрипластовое горение) имеют своей целью улучшение соотношения подвижности фильтрую­щихся в пласте нефти и воды или же нефти и газа* и, как след­ствие, увеличение охвата пласта процессом вытеснения.

Традиционно используемые методы добычи обычно позволяют до­быть не более 45% от первоначальных запасов нефти в пласте. Таким образом, большая часть запасов оказывается неизвлеченной. Величина неизвлеченных запасов зависит от сложности геологи­ческого строения месторождения, его местоположения, стратегии его разработки и используемых методов добычи и в значительной степени определяется экономикой или уровнем рентабельности до­бычи. Целью применения методов увеличения нефтеотдачи явля­ется, вообще говоря, увеличение объема извлекаемых запасов, которые могут быть экономически выгодно добыты по сравнению с традиционными методами за счет увеличения охвата пласта про­цессом вытеснения нефти и/или за счет повышения степени вы­теснения нефти из пласта.

Существуют различные классификации и многочисленные определе­ния технологий и методов добычи. Это в особенности справедливо для методов увеличения нефтеотдачи.

Термин МУН используется в отношении технологий до­бычи, позволяющих повысить извлекаемые запасы по сравнению с традиционно используемыми на данный момент времени технологиями нефтеизвлечения.

Характерными чертами МУН являются закачка в пласт агентов, отличных от традиционно используемых воды и углеводородного газа, и необходимость проведения опытно-промышленных работ.

Методы увеличения нефтеотдачи включают (но не ограничивают­ся) следующие технологии нефтеизвлечения:

· попеременную или чередующуюся закачку воды и газа;

· физико-химические МУН (закачка полимеров, поверхностно-активных веществ, гелей, пен и т.п.);

· закачку газов, отличных от углеводородных (например, угле­кислого газа, азота, дымовых газов и т.п.);

· микробиологические методы увеличения нефтеотдачи;

· термические методы увеличения нефтеотдачи.

 

В течение двух последних десятилетий в дополнение к термину МУН стал использоваться еще один термин, переводимый как методы усовершенствованной нефтеотдачи, объединяющий собой все известные методы и технологии более эффективного нефтеиз­влечения. Термин методы усовершенствованной нефтеотдачи вклю­чает в себя все методы, в результате применения кото­рых может быть достигнута более высокая нефтеотдача по сравнению с ожидаемой в определенный момент вре­мени от использования традиционных технологий неф­теизвлечения

Например, более высокая нефтеотдача может быть достигнута как за счет сочетания традиционных технологий добычи, более каче­ственных управления и контроля за разработкой залежи и сниже­ния расходов, так и за счет использования методов увеличения нефтеотдачи.

Обычно используемые методы усовершенствованной нефтеотдачи включают в себя, но не ограничиваются следующими технологиями:

— закачка воды или газа;

— дополнительное разбуривание залежи;

— бурение горизонтальных скважин для добычи нефти из тонких пропластков или же «карманов» пласта с неизвлеченной неф­тью;

— бурение скважин большой протяженности для добычи нефти из удаленных частей пласта (эта технология обычно используется при разработке шельфовых месторождений или в условиях, при которых обустройство новой буровой площадки сопряжено с неоправданно большими затратами времени и средств);

— усовершенствование системы сбора и подготовки нефти, воды и газа;

— снижение устьевого давления в добывающих скважинах;

— использование лучшей стратегии заканчивания скважин.

Как следует из определения МУН, объектами применения методов увеличения нефтеотдачи являются запасы нефти, остающиеся в пласте после применения первич­ных и вторичных методов добычи; так называемые трудно извлекаемые запасы нефти (тяжелая и вязкая нефть, пласты с низкой проницаемостью, залежи со сложным геологическим строением и т.д.).

В обоих случаях объектами применения МУН являются запасы неф­ти, которые могут быть извлечены экономически выгодно. Это означает, что объем нефти, добытой с помощью МУН, зависит от определенных условий, таких как экономические условия, поли­тическая ситуация, уровень технологии и т.п., и не представляет собой неизменную величину, как, например, начальные геологи­ческие запасы нефти.

Очевидно, что наилучшим вариантом разработки нефтяного мес­торождения является вариант, позволяющий отобрать максималь­ный объем нефти из пласта минимальным числом скважин за кратчайший период времени. Кажущаяся на вид простой, задача оптимального расположения скважин по площади залежи, обеспе­чивающего наилучшие показатели разработки, является одной из наиболее сложных.

Решение задачи осложняется еще и тем, что оптимальное число скважин, их взаимное расположение и характер заканчивания бу­дут, вообще говоря, разными в зависимости от:

— типа залежи (нефтяная, газовая, нефтяная с газовой шапкой и т.д.);

— запасов нефти и газа в пласте;

— свойств пласта и насыщающих его жидкостей и газа;

— местоположения залежи (суша, шельф, глубоководный шельф);

— политической и экономической ситуации.

Решение указанной задачи зависит как от общего числа скважин, их типа (добывающая, нагнетательная, наблюдательная и т.п.) и взаимного расположения на площади, так и от применяемого мето­да нефтедобычи.

Большую помощь в решении указанной задачи могут оказать не­которые стандартные правила и подходы, накопленные специали­стами в процессе разработки многих сотен залежей природных уг­леводородов и которые кратко описаны ниже.

Газовая залежь

В случае запечатанной (т.е. изолированной от других пород-коллекто­ров) залежи газа скважины следует располагать равномерно по пло­щади с использованием той или иной системы расстановки. Выбор интервала перфорации в этом случае не оказывает существенного влияния на показатели разработки (рис. 34 а).

В случае, когда газовая залежь подстилается подошвенной водой, рекомендуется интервал перфорации располагать как можно дальше от начального положения ВНК, т.е. в верхней части разреза (рис. 34 б).

 

Рис. 34-Расположение скважин по площади при разработке газовой залежи: а — запечатанная газовая залежь. Метод разработки — режим газовой шапки; б — газовая залежь, подстилаемая подошвенной водой. Метод разработки — сочетание режима газовой шапки и водонапорного режима

 

Нефтяная залежь

В случае нефтяной залежи с подошвенной водой расположение сква­жин должно учитывать форму залежи и водонефтяного контакта. Такое расположение скважин часто называют батарейным. Число та­ких батарей и количество скважин в каждой из них зависит от вели­чины запасов месторождения. При этом в средней части залежи обыч­но следует располагать так называемый разрезающий ряд добываю­щих (или нагнетательных) скважин (рис. 35 а).

В случае запечатанной нефтяной залежи с высоким углом падения пластов, добывающие скважины обычно располагаются в нижней ча­сти структуры по равномерной трех- или четырехточечной сетке с предпочтительно низким интервалом перфорации (рис.35б).

 

Рис. 35-Расположение скважин по площади при разработке нефтяной залежи [4]: а— нефтяная залежь, подстилаемая подошвенной водой. Метод разработки— естественный водонапорный режим; б— запечатанная нефтяная залежь. Метод разработки — сочетание режима растворенного газа и гравитационного режима

Такое расположение скважин обеспечивает благоприятные условия эксплу­атации в силу следующих причин:

1. при снижении пластового давления ниже давления насыщения газ, первоначально растворенный в нефти, выделяется из не­фти преимущественно в призабойной зоне скважин и в выше­лежащих частях залежи, создавая тем самым более или менее благоприятные условия добычи в условиях режима растворен­ного газа;

1. гравитационные силы при таком расположении скважин помо­гают вязкостным силам и увеличивают приток нефти к сква­жинам, в то время как газ, в силу проявления тех же вязкост­ных сил, движется вверх по восстанию пластов. В некоторых случаях такой процесс добычи приводит к образованию вто­ричной газовой шапки.

Рис.36-Расположение скважин по площади при разработке нефтяной залежи с газовой шапкой: а — запечатанная нефтяная залежь с газовой шапкой. Метод разработки — режим газовой шапки. Интервал перфорации — в нижней части разреза; б — нефтяная залежь с газовой шапкой и подо­швенной водой. Метод разработки — сочетание режима газовой шапки и естественного водонапорного режима. Интервал перфорации — в нижней части разреза, ближе к ВНК

Нефтяная залежь с газовой шапкой

В случае изолированной нефтяной залежи с газовой шапкой распо­ложение скважин должно учитывать начальное положение газонеф­тяного контакта (ГНК) (рис.36 а). Также, как и в случае нефтя­ной залежи, подстилаемой подошвенной водой, в купольной части залежи, вдоль длинной ее оси, следует пробурить центральный ряд добывающих скважин. Интервал перфорации должен располагаться в нижней части продуктивной толщи.

Подобного рода соображения могут быть использованы при рас­становке скважин на нефтяной залежи с газовой шапкой и подошвенной водой, но с одним существенным отличием: интер­вал перфорации в этом случае должен находиться в нижней части структуры и ближе к ВНК, чем к ГНК (рис.36 б).